Практика - эксплуатация - скважина
Cтраница 1
Практика эксплуатации скважин свидетельствует о том, что очень часто фактическая плотность ЖГС при проведении работ по вскрытию пластов и глушению скважин перед ремонтами превышает требуемую. В следствии этого на забое скважины создаются избыточные репрессии и в ПЗС попадают большие объемы ЖГС, которые вызывают изменения коллекторских характеристик продуктивных пластов. Поэтому основной задачей операций глушения пластов становится придание ЖГС таких свойств, которые обеспечивают сохранение коллекторских характеристик ПЗС независимо от объема их проникновения в пласт. К этому добавляются все требования к ЖГС, которые перечислены в разделе 1.1. На сегодняшний день составов и жидкостей глушения продуктивных пластов, обладающих полным спектром свойств в соответствии с требованиями, не существует. [1]
Практика эксплуатации скважин свидетельствует Q том, что очень часто фактическая плотность ЖГС при проведении работ по вскрытию пластов и глушению скважин перед ремонтами превышает требуемую. В следствии этого на забое скважины создаются избыточные репрессии и в ПЗС попадают большие объемы ЖГС, которые вызывают изменения коллекторских характеристик продуктивных пластов. Поэтому основной задачей операций глушения пластов становится придание ЖГС таких свойств, которые обеспечивают сохранение коллекторских характеристик ПЗС независимо от объема их проникновения в пласт. На сегодняшний день составов и жидкостей глушения продуктивных пластов, обладающих полным спектром свойств в соответствии с требованиями, не существует. [2]
Практика эксплуатации скважин свидетельствует о том, что очень часто фактическая плотность ЖГС при проведении работ по вскрытию пластов и глушению скважин перед ремонтами превышает требуемую. В следствии этого на забое скважины создаются избыточные репрессии и в ПЗС попадают большие объемы ЖГС, которые вызывают изменения коллекторских характеристик продуктивных пластов. Поэтому основной задачей операций глушения пластов становится придание ЖГС таких свойств, которые обеспечивают сохранение коллекторских характеристик ПЗС независимо от объема их проникновения в пласт. К этому добавляются все требования к ЖГС, которые перечислены в разделе 1.1. На сегодняшний день составов и жидкостей глушения продуктивных пластов, обладающих полным спектром свойств в соответствии с требованиями, не существует. [3]
Практика эксплуатации скважин на Правдинском месторождении показала, что наиболее приемлемый способ, отвечающий осложненным условиям механизированной добычи, - газлифтный. [4]
Практика эксплуатации скважин на Северо-Ставропольском ПХГ подтверждает это. Для анализа частоты возникновения песчаных пробок в скважинах ПХГ ( хадум) нами обработаны результаты замеров забоев за последние 7 лет в 88 скважинах старого фонда и 528 скважинах нового фонда. [5]
Практика эксплуатации скважин газоконденсатного месторождения Карадаг и Калмас показала, что уменьшение коэффициентов продуктивности скважин наблюдается лишь в первый период разработки месторождения, после чего они весьма значительно увеличиваются. [6]
 |
Распределение напряжений s приствольной зоне слабосцементи-роаанного пласта при нагнетании в него жидкости. [7] |
Практика эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения подтверждает указанные выводы. Разработка этой залежи ведется с поддержанием пластового давления. [8]
Из практики эксплуатации скважин, пробуренных на пласты с несцементированными коллекторами, известно, что при отсутствии воды в струе жидкости эксплуатация скважины протекает довольно успешно, если даже вместе с нефтью извлекается сравнительно большое количество песка. Объясняется это тем, что коллоидно-дисперсные частицы находятся во взвешенном состоянии и не коагулируют, так как они покрыты адсорбционным слоем. Если в результате адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на поверхности песчинок сольватные оболочки среды разрастаются и становятся более прочно связанными, то устойчивость частиц к взаимному сцеплению повышается. [9]
В практику эксплуатации скважин внедрены способы прогрева призабойной зоны скважин с помощью электропрогрева, паропро-грева, закачки горячей воды, горячей нефти и нефтепродуктов. В 1966 - 1975 гг. произведено свыше 25 тыс. скважино-операций. [10]
В практике эксплуатации скважин с интенсивным разрушением коллектора известны случаи, когда на месторождениях Азербайджана, Краснодарского и Ставропольского краев и Средней Азии из-за разъедания песком арматура заменялась через каждые 2 - 4 месяца. Скапливаясь на забое, песок значительно увеличивает сопротивление, снижает производительность скважины, отрицательно влияет на отбор газа из всего продуктивного разреза, а также вызывает опасность прихвата фонтанных труб. Устойчивость коллекторов призабойной зоны, кроме их естественной характеристики, зависит и от технологии вскрытия и освоения таких коллекторов. На устойчивость коллекторов влияют напряжения, создаваемые в процессе освоения, и нарушение прочности пород при глушении или других видах работ в скважине, а также в результате проникновения бурового раствора и воды в пласт. В целом устойчивость пород в призабойной зоне зависит от глубины и условий залегания пласта, воздействия бокового и горного давлений, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих породы жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др. Естественно, что технологический режим работы скважин в условиях разрушения определяется с учетом совокупности всех перечисленных естественных и технологических факторов. [11]
 |
Индикаторные кривые, характерные для упругопластического режима. [12] |
В практике эксплуатации скважин возможны случаи, когда криволинейные индикаторные кривые для начального периода разработки постепенно выпрямляются. Это объясняется тем, что при многократном снижении забойного давления в прискважин-ной части пласта произошли необратимые процессы пластической деформации пород. [13]
В практике эксплуатации скважин режим реверса планки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопления жидкости в стволе скважины. Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения о ( см. рис. 15.3) показывает, что уменьшение а приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшится. [14]
В практике эксплуатации скважин для этих целей применяются в основном неионогенные ПАВ. Они обладают лучшей растворимостью в минерализованных водах без образования осадков. При этом эффективность процесса вытеснения нефти водой имеет практически такие же показатели, что и в случае применения неионогенных ПАВ. [15]
Страницы: 1 2 3 4